CN112761582B - 一种缝洞型油藏储层参数计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及石油开采技术领域，特别是涉及一种缝洞型油藏储层参数计算方法，该方法包括以下步骤：建立缝洞的注水指示曲线、液面恢复曲线及能量指示曲线；根据注水指示曲线的斜率k和原油压缩系数C₀，计算远井储量；根据液面恢复曲线利用直线外推法计算远井能量；选取注水指示曲线的两个注水节点和选取能量指示曲线上的两个生产节点，根据其中一个注水节点和一个生产节点的数据计算近井的裂缝启动压差；根据近井的裂缝启动压差、另一个注水节点的数据及另一个生产节点的数据计算远井的裂缝启动压差，本发明通过计算油藏储层参数，从而能得到实际生产中储层参数与高压注水替油量的关系，进而确定选井条件，提高产量。

Description

一种缝洞型油藏储层参数计算方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，特别是涉及一种缝洞型油藏储层参数计算方法。

背景技术

油藏储集体以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的溶孔、溶洞、溶隙为主，其中大型洞穴是最主要的储集空间，裂缝是不同洞穴系统的连通通道，同时大量规模不等的裂缝本身也是储集空间。

储集空间分为缝洞型、单洞型和双洞型，其中，缝洞型油藏储层发育受控因素复杂、非均质性强、储集岩类型多样，整个油藏储集单元内部存在洞穴、孔洞和裂缝等多种储集体类型，储层参数难以确定，导致不能确定各个油井的生产状况和生产低效的原因，从而导致无法提高增产作业。

因此，需要提供一种缝洞型油藏储层参数计算方法，用以确定储层参数。

发明内容

本发明实施例提供了一种缝洞型油藏储层参数计算方法，可以解决现有技术中存在的储层参数难以确定，导致不能确定各个油井的生产状况和生产低效的问题。

本发明提供了一种缝洞型油藏储层参数计算方法，该方法包括以下步骤：

建立缝洞的注水指示曲线、液面恢复曲线及能量指示曲线；

根据注水指示曲线的斜率k和原油压缩系数C₀，计算远井储量；

根据液面恢复曲线利用直线外推法计算远井能量；

分别选取注水指示曲线和能量指示曲线的一个生产节点，计算该两个节点的近井的裂缝启动压差和远井的裂缝启动压差。

优选地，远井储量的计算方法为：

根据下式(1)计算远井储量参数：

V₀＝1/k*C₀＝1000/k (1)

式中，C₀原油压缩系数，k为注水指示曲线斜率。

优选地，根据液面恢复曲线利用直线外推法计算远井能量的方法为：

设关井前的生产时间t_p趋于无穷大时，根据下式(2)计算远井能量参数：

式中，P_ws为远井能量，P_i为地层压力，t_p为关井前的生产时间，△t_s为累计关井时间，μ为流体粘度，k为渗透率，h为储层厚度。

优选地，根据其中一个注水节点和一个生产节点的数据计算近井的裂缝启动压差的方法为：

设注水时近井的裂缝启动压差△P_注水1＝生产时近井的裂缝启动压差△P_生产1、注水时的近井储量Q_l＝0、生产时的近井储量Q_injw＝0、P_H水柱＝P_H油柱；

利用产量公式得方程式(3)和方程式(4)：

Q_l＝J*(P₁–△P_生产1–P_wf1)＝0 (3)

Q_injw＝J*(P_wf1’–△P_注水1–P₁)＝0 (4)

根据式(3)+式(4)消去地层静压P₁，得出：

P_wf1’–P_wf1＝2△P_注水1，P_wf1＝P_H油柱+P_井口，P_wf1’＝P_H水柱+P_截矩；

注水时近井的裂缝启动压差△P_注水1＝(P_截矩–P_井口)/2；

生产时近井的裂缝启动压差△P_生产1＝(P_井口–P_截矩’)/2。

其中，P_井口为注水前井口压力，P_wf1为注水时井底流动压力，P_wf1’为生产时井底流动压力，P₁为地层静压力，P_H水柱为注水时的水柱压力，P_H油柱为生产时的油柱压力，P_截矩为注水指示曲线中所选节点距Y坐标系的距离，P_截矩’为能量指示曲线中所选节点距Y坐标系的距离。

优选地，根据近井的裂缝启动压差、另一个注水节点的数据及另一个生产节点的数据计算远井的裂缝启动压差的方法为：

设注水时远井的裂缝启动压差△P_生产2＝生产时远井的裂缝启动压差△P_注水2；注水时的远井储量Q_l’＝0，生产时的远井储量Q_injw’＝0、P_H水柱＝P_H油柱；

利用产量公式得出式(5)、式(6)；

Q_l’＝J*(P₂–△P_生产1–△P_生产2–P_wf)＝0 (5)

Q_injw’＝J*(P_wf’–△P_生产1–△P_生产2–P₂)＝0 (6)

式(5)+式(6)消掉水柱压力P₂，P_wf1＝P_井口，P_wf’＝P_拐点；

注水时远井的裂缝启动压差△P_注水2＝△P_启动1+△P_启动2＝(P_拐点–P_井口)/2；

生产时远井的裂缝启动压差△P_生产2＝(P_井口–P_拐点’)/2。

其中，P_井口为注水前井口压力，P_wf为注水时井底流动压力，P_wf’为生产时井底流动压力，P₂为水柱压力，P_拐点为注水时注水进入远井储量的注入压力，P_拐点’为生产时注水进入远井储量的井底压力。

相对于现有技术，本发明的优点在于：

本发明的方法是根据注水指示曲线、液面恢复曲线和能量指示曲线，来确定远井储量、远井能量及裂缝启动压差参数，确定储层参数，明确了各个单井生产状况和单井生产低效的真实原因，为有效动用第二储集体提供指导，即准确确定高压注水增油选井条件，从来提高缝洞型油藏采收率，实现增产进，值得推广。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明提供一种缝洞型油藏储层参数计算过程；

图2为本发明提供缝洞型油藏注水指示曲线示意图；

图3为本发明提供缝洞型油藏能量指示曲线示意图；

图4为本发明提供缝洞型油藏液面恢复曲线示意图；

图5为本发明实施例提供单井S的注水指示曲线；

图6为本发明实施例提供单井S的能量指示曲线；

图7是本发明实施例提供单井S的液面恢复曲线；

图8是本发明实施例高压注水后远井储量与产油量关系图；

图9是实施例高压注水后远井能量与产油量关系图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图1到附图9，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种缝洞型油藏储层参数计算方法：

以塔河油田缝洞型油藏A区块的高压注水井为例，塔河碳酸盐岩缝洞型油藏储层发育受控因素复杂、非均质性强、储集岩类型多样，整个油藏储集单元内部存在洞穴、孔洞和裂缝多种储集体类型。

本发明针对储层参数计算方法，以该区某口单井S为例，具体计算方法如下：

S1：在注水过程中建立如图5所示的注水指示曲线；在开、关井阶段建立如图6所示的液面恢复曲线；在生产过程中建立如图7所示的能量指示曲线。

S2：如图5所示，根据该井注水指示曲线可得，该井分别为三个阶段：常规注水阶段，第一轮高压注水阶段和第二轮高压注水阶段；注水指示曲线拥有三段斜率，根据远井储量计算公式V₀＝1/k*C₀＝1000/k，可得该井在常规注水阶段远井储量V＝5.8万吨，第一轮高压注水阶段远井储量V＝28.8万吨；第二轮高压注水阶段远井储量V＝63.4万吨；说明高压注水使储层有效动用。

S3：根据液面恢复曲线的液面数据中的液面折算压力数据绘制到半对数坐标系中，如图6所示，设关井时间t_p趋于无穷大时，利用直线外推法求得远井能量为60.3Mpa。

S3：根据注水指示曲线和能量指示曲线的特征及产量公式，如图7所示，注水时远井的裂缝启动压差△P_注水2＝(P_拐点–P_井口)/2；生产时远井的裂缝启动压差△P_生产2＝(P_井口–P_拐点’)/2；得出注水时远井裂缝启动压差△P启动＝16.8MPa；能量指示曲线计算生产△P启动＝17.1MPa。

基于对单井S具体操作，对该塔河缝洞型油藏A区块的所有单井进行储层参数计算，其参数计算结果如表1所示。

表1塔河油田A区块各单井储层参数计算结果

通过对该区高压注水井储层参数计算，明确了各个单井生产状况和单井生产低效的真实原因，为有效动用第二储集体提供指导，从来提高缝洞型油藏采收率，实现增产。

从地质方面，缝洞型、双洞型储层结构具有多套储集体，也具有通过高压注水开发方式沟通远井储量的潜力，所以，高压注水选井优选缝洞型、双洞型储集体。

从工程方面，结合高压注水产油量与远井储量、远井能量的综合分析，从如图8、9中可以看出，在常规注水下，虽有多个储集体显示存在，但远井储量仍小于10万吨、远井能量弱小于40Mpa，远井封存的储量在常压注水未能有效动用；在优选实施高压注水措施后，当远井能量大于40Mpa、远井储量大于10万吨，产油量较大，也进一步明确了高压注水选井条件为：①缝洞型、双洞型储集体，②远井储量仍小于10万吨，③远井能量弱小于40Mpa；通过独立高压注水开发方式，有效补充远井能量，扩大注水波及范围，进而增油效果显著。

根据高压注水替油效果分析结果及高压注水选井条件，单洞型储集体不具备高压注水沟通远井储量的潜力；在缝洞型储集体下，当注入压力大于18Mpa、强度大于350m³/d且累注量超过5700吨后、在双洞型储集体下，当注入压力大于24Mpa、强度大于370m³/d且累注量超过7200吨后，计算评价，发现储集体间连通裂缝有效开启，注入水波及范围扩大，远井能量持续得到补充，高压注水替油增产效果显著评价发现储集体间连通裂缝有效开启，注入水波及范围扩大，远井能量持续得到补充，高压注水替油增产效果显著。

综上，本发明的计算方法，根据注水指示曲线、液面恢复曲线和能量指示曲线，来确定远井储量、远井能量及裂缝启动压差参数，确定储层参数，明确了各个单井生产状况和单井生产低效的真实原因，为有效动用第二储集体提供指导，即准确确定高压注水增油选井条件，从来提高缝洞型油藏采收率，实现增产进，值得推广。

尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (3)

1.一种缝洞型油藏储层参数计算方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

建立缝洞的注水指示曲线、液面恢复曲线及能量指示曲线；

根据注水指示曲线的斜率k和原油压缩系数C₀，计算远井储量；

根据液面恢复曲线利用直线外推法计算远井能量；

选取注水指示曲线的两个注水节点和选取能量指示曲线上的两个生产节点，根据其中一个注水节点和一个生产节点的数据计算近井的裂缝启动压差；根据近井的裂缝启动压差、另一个注水节点的数据及另一个生产节点的数据计算远井的裂缝启动压差；

根据其中一个注水节点和一个生产节点的数据计算近井的裂缝启动压差的方法为：

设注水节点的近井的裂缝启动压差△P_注水1＝生产节点的近井的裂缝启动压差△P_生产1、注水时的近井储量Q_l＝0、生产时的近井储量Q_injw＝0、P_H水柱＝P_H油柱；

利用产量公式得方程式(3)和方程式(4)：

Q_l＝J*(P₁–△P_生产1–P_wf1)＝0 (3)

Q_injw＝J*(P_wf1’–△P_注水1–P₁)＝0 (4)

根据式(3)+式(4)消去地层静压P₁，得出：

P_wf1’–P_wf1＝2△P_注水1，P_wf1＝P_H油柱+P_井口，P_wf1’＝P_H水柱+P_截矩；

注水时近井的裂缝启动压差△P_注水1＝(P_截矩-P_井口)/2；

生产时近井的裂缝启动压差△P_生产1＝(P_井口-P_截矩’)/2；

其中，P_井口为注水前井口压力，P_wf1为注水时井底流动压力，P_wf1’为生产时井底流动压力，P₁为地层静压力，P_H水柱为注水时的水柱压力，P_H油柱为生产时的油柱压力，P_截矩为注水指示曲线中所选节点距Y坐标系的距离，P_截矩’为能量指示曲线中所选节点距Y坐标系的距离；

根据近井的裂缝启动压差、另一个注水节点的数据及另一个生产节点的数据计算远井的裂缝启动压差方法为：

设注水节点的远井的裂缝启动压差△P_生产2＝生产节点的远井的裂缝启动压差△P_注水2；注水时的远井储量Q_l’＝0，生产时的远井储量Q_injw’＝0、P_H水柱＝P_H油柱；

利用产量公式得出式(5)、式(6)；

Q_l’＝J*(P₂–△P_生产1–△P_生产2–P_wf)＝0 (5)

Q_injw’＝J*(P_wf’–△P_生产1–△P_生产2–P₂)＝0 (6)

式(5)+式(6)消掉水柱压力P₂，P_wf＝P_井口，P_wf’＝P_拐点；

注水时远井的裂缝启动压差△P_注水2＝(P_拐点-P_井口)/2；

生产时远井的裂缝启动压差△P_生产2＝(P_井口-P_拐点’)/2；

其中，P_井口为注水前井口压力，P_wf为注水时井底流动压力，P_wf’为生产时井底流动压力，P₂为水柱压力，P_拐点为注水时注水进入远井储量的注入压力，P_拐点’为生产时注水进入远井储量的井底压力。

2.如权利要求1所述的一种缝洞型油藏储层参数计算方法，其特征在于，远井储量的计算方法为：

根据下式(1)计算远井储量：

V₀＝1/k*C₀＝1000/k (1)

式中，C₀原油压缩系数，k为注水指示曲线斜率。

3.如权利要求1所述的一种缝洞型油藏储层参数计算方法，其特征在于，根据液面恢复曲线利用直线外推法计算远井能量的方法为：

设关井前的生产时间t_p趋于无穷大时，根据下式(2)计算远井能量：

式中，P_ws为远井能量，P_i为地层压力，t_p为关井前的生产时间，△t_s为累计关井时间，μ为流体粘度，k为渗透率，h为储层厚度。

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